Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений 1 страница

Методические указания для студентов заочного отделения специальности 21.01.01. «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых скважин»

 

Чернушка.2017

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ 4

1. УСЛОВИЯ ФОНТАНИРОВАНИЯ.ОСНОВНЫЕФОРМУЛЫ 6

1.1.Теоретическиеосновыусловийфонтанирования 6

1.1.1. Условие фонтанирования для случая р_заб<р_нас 8

1.1.2. Условие фонтанирования для случая р_заб>р_нас 8

1.2.Минимальное значение забойного давления, при котором возможно фонтанирование 9

1.2.1. Расчёт минимального давления фонтанирования при наличии в продукции скважины азота впопутномгазе 10

2. УСЛОВИЯ ЗАДАЧ.ИСХОДНЫЕДАННЫЕ 12

2.1.Задача «Определение р_забminфонтанирования нефтянойскважины

дляусловияр_заб>р_нас» 12

2.2.Задача «Определение р_забmin фонтанирования для скважины, в со-ставе попутного газа которой присутствует азот, и для условия рзаб>рнас» 13

2.3.Задача «Определение р_забmin фонтанирования для нефтяной скважи-ны, в составе попутного газа которой присутствует азот, и дляусло-

вияр_заб<р_нас» 14

3. КОНТРОЛЬНЫЕ ЗАДАНИЯИВОПРОСЫ 15

4. ЗАДАНИЯ ВТЕСТОВОЙФОРМЫ 16

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙСПИСОК 22

ПРИЛОЖЕНИЯ

ГЛОССАРИЙ 23

1 УСЛОВИЯ ФОНТАНИРОВАНИЯ. ОСНОВНЫЕ ФОРМУЛЫ

 

 

1.1 Теоретические основы условий фонтанирования

 

 

Под фонтанным способом эксплуатации нефтяных скважин понимается способ подъема нефти (жидкости) от забоя до устья, при котором располагае- мая энергия на забое больше или равна энергии, расходуемой на преодоление различных сопротивлений по всей длине подъёмника в процессе движения нефти (жидкости) [4]. Основными источниками естественного фонтанирова-ния являются потенциальная энергия жидкости и газа, выделяющегося из нефти при давлении, меньшем давления насыщения. В зависимости от соот- ношения природной энергии, энергии жидкости и газа, а также от соотноше- ния Р заб и Р нас можно использовать различные принципиальные схемы обору- дования добывающих скважин, которые описываются в [4, стр. 484], предпо- лагающие различную глубину спуска НКТ.

Фонтанный способ эксплуатации позволяет поднимать на поверхность нефть (жидкость) при наименьших удельных затратах, к преимуществам кото-рого можно отнести:

- относительно хорошо известное и несложное оборудование скважины (устьевое и скважинное), большой опыт егообслуживания;

- отсутствует подача электричества в скважину, что уменьшает материаль-ные затраты на осуществление добычи нефти(жидкости);

- широкий диапазон регулирования режима эксплуатации скважин с помо-щьюдросселя;

- длительный межремонтный период в эксплуатации скважин ипр.

В случае искусственного воздействия на пласт (система ППД) значи- тельное количество потенциальной энергии вводится с поверхности, которая распределяется между скважинами, и на каждую скважину приходится опре- деленное количество искусственно введенной энергии, которая способствует продлению процесса фонтанирования.

Глубина спуска подъёмника (НКТ) в фонтанных скважинах может быть различной и зависит только от свойств продукции и режима ее движения.

Для расчёта фонтанного подъёмника необходимо рассчитать минималь-ный средний градиент давления вдоль подъёмника (НКТ) (перепад давления по НКТ) или минимальное давление на забое, при котором ещё возможно фонтанирование, соответствующее максимальному дебиту скважины.Ниже

приводятся условия фонтанирования, в зависимости от которых производят расчёт минимального забойного давления фонтанирования.

Одной из важных задач в процессе эксплуатации скважины является обеспечение возможности более длительного периода фонтанирования сква-жины. Длительность фонтанирования связано с рациональным использовани- ем энергии пласта путем обеспечения высокого коэффициента полезного дей- ствия работы фонтанного подъёмника.

Известно, что процесс фонтанирования за счёт растворённого газа, вы-деляющегося из нефти (жидкости), возможно только при определённом соот- ношении между эффективным газовым фактором смеси, поступающей из пла- ста, (G_эф) и удельным расходом газа, необходимом для работы газожидкостно- го подъемника (R_ог или R_о).

Под эффективным газовым фактором понимается средний объем сво-

бодного газа на участке НКТ, где движется ГЖС, приходящейся на единицу массы жидкости.
(1.1)

где V_гв(р_баш) – объем свободного газа, приходящийся на единицу массы жидкости при давлении у башмака НКТ,м3/т;

V_гв(р_у) – объем свободного газа, приходящийся на единицу массы жид- кости при давлении на устье скважины, м3/т;

n_в – массовая обводненность продукции скважины.

Коэффициент полезного действия подъёмника имеет своё максимальное значение на оптимальном режиме, характеризующийся минимальным значе-нием R_оопт. В фонтанной эксплуатации есть понятие естественное оптималь-ное фонтанирование, под которым понимается процесс подъема продукции скважины под действием природной энергии при работе подъемника на дан- ном режиме.

Удельный расход газа в точке оптимального режима его работы (R_оопт) рекомендуется рассчитывать по следующей формуле [6]:

Rо опт

=0,388∙L∙(Lqжg–pзаб+pу), (1.2)

0,5 заб pзабу

d ∙(p –p)∙Sg

pу

где ρ_ж – плотность жидкости (нефть и вода),кг/м³;

d – внутренний диаметр НКТ или подъёмника, мм;

L – длина НКТ или подъёмника, м;

р_заб, р_у – давление соответственно на забое и на устье скважины, МПа.

Для фонтанирования нефтяной скважины необходимо выполнение сле- дующего неравенства, которое позволяет определить наиболее благоприятные и необходимые условия фонтанирования скважин[6]:

Gэф ≥Rо опт. (1.3)

Далее рассмотрим возможные условия фонтанирования нефтяныхсква-

жин.

 

1.1.1 Условие фонтанирования для случая р заб < р нас

Если давление на забое меньше давления насыщения, глубина скважины

(H) и длина колонны НКТ (L) равны (Н = L) (рис. 1.1), при этом эффективный га-зовый фактор рассчитывается по формуле:

 

где G_o – газовый фактор,м³/т;

ρ_нд – плотность нефти дегазированной, кг/м³;

р_у – устьевое давление, Па;

p заб – давление на забое (у башмака), Па;

α – коэффициент растворимости газа в нефти, Па-1.

Для расчёта среднего коэффициента растворимо-сти можно воспользоваться следующей формулой:

a= Go∙qнд(pнас–0,1)∙106

, (1.5)

где р нас – давление насыщения,МПа;

G_o – газовый фактор, м³/кг;

α – коэффициент растворимости газа в нефти, Па-1.

 

Рисунок 1.1 – Схема оборудования скважины при фонта-нировании(условия: р_заб ≤ р_нас, р_б ≤ р_нас, ру < р нас)

 

С учётом формул (1.2) и (1.4) условие фонтанирования (1.3) принимает следующий вид:

При известной обводнённости продукции и известной плотности дегази-рованной нефти, уравнение (1.6) рассчитывается численными методами отно- сительно p_заб, принимая его за p заб min.

 

1.1.2 Условие фонтанирования для случая р_заб > р_нас

При условии р заб> р нас в целях максимального использования энергии га-за, выделяющегося из нефти (жидкости), подъёмник (НКТ) спускают на глуби- ну, соответствующую давлению насыщения.

Из условия, что р заб > р нас эффективный газовый фактор можно опреде-лить по следующей формуле:

 

где G_o – газовый фактор,м³/т;

ρ_нд – плотность нефти дегазированной, кг/м³;

р у – устьевое давление, Па;

p заб – давление на забое (у башмака), Па;

α – коэффициент растворимости газа в нефти, Па-1.

Условие фонтанирования (1.3) с учётом формул (1.2) и (1.7) будет имеет следующий вид:

 

где H – длина подъемника (расстояние от устья до сечения подъёмника.у которого давление равно давлению насыщения),м.

 

1.2 Минимальное значение забойного давления, при котором возможно фонтанирование

Для условия р заб > р нас уравнение (1.8) решается при граничном условии относительно H и получают значение максимальной глубины спуска НКТ L_max при фонтанном способе эксплуатации нефтяных скважин [6]:

L_mas=0,5[ℎ + Jℎ2+ 10,31∙G_эф∙d∙lg^pнас], (1.9)

p

y

 

где h – длина подъёмника от устья до сечения трубы, у которого давлениеравно давлению насыщения,м:

 

 

или

ℎ = Pнас–Pу

qн×g

(1.10)

ℎ=^Pнас–Pу, (1.11)

qж×g

где ρ_н(ρ_ж) – средняя плотность нефти (жидкости) по длине газожидкостного подъёмника,кг/м3;

р_у и p_заб – устьевое и забойное давления соответственно, Па.

В формуле 1.10 подставляется плотность нефти, в продукции которой

отсутствует вода:

н

ρ =qнд+qнпл, (1.12)

где ρ_нпл – плотность нефти в пластовых условиях,кг/м³.

А по формуле 1.11 рассчитывается плотность жидкости, в продукции ко- торой скважины присутствует вода. В данном случае сначала определяется плотность нефти по формуле 1.12, а затем плотность жидкости:

ρ_ж = ρ_н (1 − ⁿв)+^qв∙nв. (1.13)

100 100

 

или

Минимальное давление фонтанирования определяется по формуле:

P_заб=(H − L) ∙ ρ_нпл ∙ g+ P_нас (1.14)

 

P_заб=(H − L) ∙ ρ_жпл ∙ g+ P_нас, (1.15)

где ρ_н(ρ_ж) – плотность нефти (жидкости) в пластовых условиях,кг/м³.

Плотность продукции скважины на участке подъёмника от башмака НКТ до сечения НКТ, у которого давление равно давлению насыщения, можно опре- делить следующим образом:

° при условии отсутствия воды – p_н = pнпл;

° при условии присутствия воды в продукции скважины плотность жид- кости определяется поформуле:

ρжпл= ρн пл(1 − nв)+qвnв. (1.16)

100 100

 

 

1.2.1 Расчёт минимального давления фонтанирования при наличии азота в попутномгазе

 

Наличие азота в попутном газе учитывается в определении эффективного газового фактора:

где V_гв (p_баш) – объём выделившегося газа при давлении р_баш, V_гв (p_баш) = 0;

V_гв (p_y) – объём выделившегося газа при давлении р_у, м³/т:

Vгв

(p) = G_o

− G_o

∙(p–0,1)f(ya), (1.18)

pнас 20–0,1

где p_нас20– давление насыщения при температуре 20°С,МПа:

9,157+f

p нас 20 = p нас t пл +293–Тпл, (1.19)

ш

ƒ(y_a) – степень, определяемая по следующей формуле:

a

ƒ(y)=0,32+ ¹

1,567+(100∙ya)2

, (1.20)

ƒ_ш– функция состава газа:

ƒш = 701,8

, (1.21)

Go∙(y1+0,8∙ya)

где G_o – газовый фактор,м³/м³;

y₁ – молярная доля метана в попутном газе; y_a – молярная доля азота в попутном газе; Т_пл – пластовая температура, К;

p насtпл – давление насыщения при пластовой температуре, МПа.

Полученное значение G_эф подставляется в формулу (1.9) для получения максимальная длина НКТ или подъёмника L_max, а затем рассчитывается по формулам (1.14) или (1.15) значение минимальное значение забойного давле-ния, при котором возможно фонтанирование.

 

В фонтанную скважину спускается соответствующее оборудование (НКТ, пакер и пр.), а на устье устанавливается устьевое оборудование в виде фонтан- ной арматуры. Оборудование фонтанной скважины должно обеспечивать отбор продукции в заданном режиме и возможность проведения необходимых техно- логических операций с учетом охраны недр, окружающей среды и предотвра- щения аварийных ситуаций. В методических указаниях [3, 5] подробно рас-сматривается назначение и состав устьевого оборудования, а учебное пособие

[3] поможет подготовиться к контрольномурубежу.

2 УСЛОВИЯ ЗАДАЧ. ИСХОДНЫЕДАННЫЕ

 

2.1 Задача «Определение р_заб.min фонтанирования нефтяной скважины для условия р_заб>р_нас»

Условие задачи. Установить наименьшее значение забойного давления, при котором скважина еще будет фонтанировать, если известны следующие па-раметры скважины и характеристики пластового флюида:

• глубинаскважины Н (м),

• газовый фактор G_о (м³/т),

• давлениенасыщения р_нас (МПа),

• плотность нефти дегазированной ρ_нд (кг/м³),

• плотность нефти в пластовых условиях ρ_н (кг/м³),

• обводнённостьнефти n_в (%),

• плотность воды ρ_в (кг/м³),

• диаметрподъёмника d (м),

• давление на устье р_у (МПа).

Примечание: в составе попутного газа азот отсутствует.

Исходные данные по вариантам для определения минимального забойно-го давления фонтанирования приведены в таблице 2.1.

 

Таблица 2.1 – Исходные данные для выполнения расчётов

	Исходныепараметры
1.	Глубинаскважины
2.	Газовыйфактор	56,4	56,4	56,4
3.	Давлениенасыщения	8,65	8,65	8,65	10,05	10,5
4.	Давлениенаустье	0,4	0,4	0,2	0,3	0,6
5.	Плотностьнефтидегази- рованной				868,3	868,3
6.	Плотностьнефтипласт.				774,3	774,3
7.	Диаметрскважины	0,062	0,062	0,062	0,0635	0,0635
8.	Обводнённость
9.	Плотностьводы

Продолжениетаблицы 2.1

	Исходныепараметры
1.	Глубинаскважины					2436,5
2.	Газовыйфактор					23,4
3.	Давлениенасыщения	10,5	8,1	8,1	8,1	8,1
4.	Давлениенаустье	0,4	0,6	0,3	0,2	0,4
5.	Плотностьнефтидегази- рованной	868,3	868,3	868,3	868,3	868,3
6.	Плотностьнефтипласт.	774,3	789,91	789,91	789,91	789,91
7.	Диаметрскважины	0,0635	0,062	0,062	0,062	0,062
8.	Обводнённость
9.	Плотностьводы

 

2.2 Задача «Определение р_заб.min фонтанирования для нефтянойскважины, в составе попутного газа которой присутствует азот, и для условия р_заб<р_нас»

Условие задачи. Установить наименьшее значение забойного давления, при котором скважина еще будет фонтанировать, по данным задачи 2.1, в ре-шении которой учесть азот, содержащийся в составе попутного газа. Известныследующиепараметры:

• содержание метана в составе попутного газа y₁,

• содержание азота в составе попутного газа y_а,

• пластоваятемпература Т_пл (К),

• глубинаскважины Н (м),

• газовый фактор G_о (м³/т),

• давлениенасыщения р_нас (МПа),

• плотность нефти дегазированной ρ_нд (кг/м³),

• плотность нефти в пластовых условиях ρ_н (кг/м³),

• обводнённостьнефти n_в (%),

• плотность пластовой воды ρ_в (кг/м³),

• диаметрподъёмника d (м),

• давление на устье р_у (МПа).

Данная задача может быть выполнена в качестве контрольной работы или в виде РГР, исходные данные для решения задачи, выдаётся преподавателем.

 

Перед выполнением задач сначала необходимо согласовать с преподава-телем номер варианта. Начинать расчёт всех задач рекомендуется с записи ис-ходных данных. На следующем этапе рекомендуется перевести все значения исходных данных в соответствующую размерность согласно требований мето- дики расчёта. Для определения соответствующих показателей сначала записы-вается порядок формул, по которым будет осуществлён расчёт, в виде буквен- ных обозначений, а затем подставляются численные значения. Расчёт также можно провести с помощью электронных таблиц MSEquation, а последнюю задачу (п. 2.3) настоятельно рекомендуется выполнить с помощью написания кода программы на любом языке программирования.

По завершении расчёта задач необходимо сделать вывод: каким образом наличие азота в попутном газе влияет на минимальное значение давления фон-танирования. Для закрепления знаний рекомендуется составить задание в те-стовой форме, сформулировать вопрос, составить новую задачу по теме и пр.

 

 

Задание 2.3 На основание данных по месторождению составить график разработки месторождений указать нужным цветом каждый показатель графика, выполнить график на формате А3 на миллиметровой бумаге Данные по вариантам смотреть в таб.3
Пример построения:

Вариант1:

 

Динамика показателей разработки месторождения
	нефть,т.т.	жидк.,т.т.	зак-ка,т.м3	д.доб.фонд	%НИЗ	%Н2О	д.нагн.фонд	н.сн.р.
	1,7	1,7			0,0	0,4		1,7
					0,1			71,7
					0,4	0,5		223,7
					0,7			456,7
					1,0			636,7
					1,5			949,7
					2,6			1650,7
					4,4			2720,7
					6,5			4065,7
					9,0			5626,7
					11,7			7304,7
					14,5			9043,7
					17,3			10791,7
					19,7			12291,7
					22,0			13715,7
					24,1			15016,7
					26,0			16203,7
					28,0			17444,7
					29,8			18583,7
					31,3			19531,7
					32,5			20271,7
					33,6			20965,7
					34,7			21606,7
					35,5			22121,7
					36,2			22585,7
					36,9			23019,7
					37,6			23405,7
					38,2			23823,7
					39,0			24318,7
					39,9			24834,7
					40,7			25366,7
					41,6			25912,7
					42,5			26466,7
					43,4			27044,7
					44,3			27612,7
					45,1			28105,7
					45,9			28609,7
					46,6			29051,7
					47,3	77,3		29476,7
					47,9	77,2		29862,7
	362,4	1489,7			48,5	75,8		30225,1
	343,4		1342,5		49,1	78,7		30568,5
	343,7		1345,3		49,6	79,4		30912,2
	339,3	1652,9	1050,5		50,2	79,5		31251,5
	346,635	1582,432	1100,955		50,7	78,09479333		31598,14
	345,1	1490,4	973,9		51,3	76,8		31943,24
	344,823	1428,471	1007,552		51,8	75,86		32288,06
	345,927	1456,308	1234,6		52,4	76,25		32633,99
	378,57	1161,964	753,31		53,0	67,4		33012,56
	422,7	1146,336	757,273		53,7	63,1		33435,26
	476,63	1183,6	855,147		54,4	58,8		33911,89
	458,902	1082,683	1116,164		55,2	57,61437097		34370,79
	492,056	1187,71	1120,762		55,9	58,57103165		34862,84
	481,087	1128,942	1245,816		56,7	57,38603046		35343,93
	509,7	1152,2			57,5	55,76288839		35853,63
2014план	572,457	1236,843	1407,92		58,5	53,71627604		36426,09